低渗透油藏改善开发效果技术对策研究

雷传玲

（中国石油大港油田分公司第一采油厂，天津300280）

近年来，低渗透油气藏开发已经成为我国油气开发的主体，在油气产量构成中其比例逐年上升，地位越来越重要。随着低渗油田开发，出现“低采油速度、低采出程度”的“双低”开采现状，针对典型区块，落实“双低”油田开采现状及造成“双低”现状的瓶颈技术问题，开展低渗透油藏储层研究，制定现实有效的开发方式，不断完善注采井网，形成一套低渗透“双低”油藏经济有效开发动用、提高最终采收率的技术方法，指导并完低速低效典型区块开发方案的编制，为类似的低渗透储层有效开发提供借鉴。

1 六间房低渗透油藏基本地质特征

六间房油田位于黄骅坳陷北大港构造带西部，为一大型鼻状构造。主力油层为沙河街组沙一下段和沙三段，油藏埋深2863.2-3756.0m。沉积层序主要受北大港构造带控制，区内具有紧邻活跃物源区、边界断层活动强烈、湖岸坡短而陡、且快速下陷的地质背景，因而导致各种碎屑物质直接搬运入湖，形成各种重力流沉积。储层为泥质胶结的细砂岩，岩性致密，整体为泥包砂沉积特征，在垂向上随着埋深的增加，孔隙度和渗透率降低的趋势明显，油层孔隙度15%～18%，渗透率6～25×10-3μm2。储层类型随深度增加从中孔低渗变为低孔特低渗。

2 低渗透油藏开发效果影响因素

2.1 储层因素

六间房低渗油藏储集层主要为重力流沉积。沙一段发育的重力流水道是一种事件性沉积，多期阵发性的浊流，可以形成叠置连片的复合砂体，也可以形成孤立的砂体，这种沉积特征使得该类储层非均质性较强。重力流水道在平面上呈条带状分布，整体以北东-南西向为主，规模不等，研究区内多见水道分叉、合并现象，形成复合水道体，这种水道复合体规模较大，储集砂体发育，通常也是重力流水道储层物性较好的砂体。沙三段发育的深水浊积扇砂体呈扇状或透镜状，多孤立分布，大小不等，岩性主要为中细砂岩、含泥砾细砂岩、粉砂岩和泥质砂岩，其在平面上分布呈规模不等的扇体，整体上呈北南向延伸。这种扇体的分布缺乏规律性，彼此相关性不大，给储层预测带来较大困难。

2.2 渗流因素

利用恒速压汞实验研究了六间房油田F24-27 井的微观孔隙结构，以微细吼和细吼为主，渗流阻力大。

利用扫描电镜对F24-27 井27 块岩心的孔隙结构进行了分析，渗透率范围为0.06-2.38mD，深度范围为3794.62-3806.22米。在高放大倍率下可以观察到岩心中的敏感性矿物，F24-27井岩心中主要存在三种敏感新矿物，分别是伊蒙混层、伊利石为水敏矿物，粒间铁白云石为酸敏矿物，钾、钠长石为碱敏矿物，敏感矿物造成储层渗透率降低。

对F24-27 井岩心进行水敏性分析，结果显示F24-27 井水敏测试结果为中等偏强- 强水敏储层，平均水敏强度为74.44%。注水开发时，注入水矿化度易引起粘土矿物膨胀、分散、迁移、堵塞，从而导致储层渗透率下降的现象[1]。

2.3 开发因素

六间房油田1973 年投入开发，1999 年注水开发后，初期增油效果明显，受益井压裂后更是获得了高产稳产，随着低渗油藏注水开发的难度加大，受益井呈现水淹和低能两级分化，表现出采油速度低、采出程度低、标定采收率低。六间房F2025 断块主力层沙三2-3-1 砂体开发效果差，地层原始压力系统属于异常高压系统，注水开发困难。共有11 口井钻遇，目前仅有3 口井生产，无注水井未形成系统的开发井网，因此目前的开发模式已不适应低渗透油藏的有效开发。

3 低渗透油藏储层甜点认识

3.1 低渗透油藏五元综合储层分级评价方法

由于低渗透油藏储层特征和渗流特征明显不同于中高渗透油藏，因而以往以渗透率为主要评价参数的中高渗透油藏储层分级评价方法不适合评价低渗透油藏，需要新的储层分级评价方法来评价低渗透油藏。

研究结果表明：平均喉道半径和可动流体百分数与区块的开发效果成正相关关系，即平均喉道半径越大或者可动流体百分数越高，开发效果越好；启动压力梯度、原油粘度和粘土矿物成分与区块的开发效果成负相关，即启动压力梯度越高、原油粘度越高或者粘土矿物含量越高，区块开发效果越差。为此，提出了“五元综合分类系数”概念，它是在单因素分析的基础上，对各参数进行归一化处理得到的。其表达式为：

式中，S0为可动流体百分数，%；Sostad为四类参数标准可动流体百分数，%；rm为平均喉道半径，μm；rmstad为四类参数标准平均喉道半径，μm；λ 为拟启动压力梯度，MPa/m；λstad为四类参数标准拟启动压力梯度，MPa/m；m 为粘土矿物含量，%；mstad为四类参数标准粘土矿物含量，%；μ 为原油粘度，mPa·s；μstad为四类参数标准原油粘度，mPa·s。

综合分类标准为：

I 类：Feci>8； Ⅱ类：5

Ⅲ类：2

利用该方法，对港2025 断块储层进行综合分类，见表1。

3.2 低渗透储层甜点筛选

所谓低渗透储层甜点筛选，就是针对某一特定低渗透储层（原油粘度为定值），对该储层内任一点进行五元综合评价（平均喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度、粘土矿物含量及油层厚度），计算得到该点的综合评价系数，由点及面，得到该储层的五元分类系数图，从而找到有利开发的油气聚集区。

通过对F24-27 井岩心的室内研究与分析，分别得到了平均喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度与渗透率的关系曲线，进而得到它们与渗透率的关系式。G2025 断块内任一处的平均喉道半径、可动流体百分数及启动压力梯度均可根据相关公式由该处的渗透率计算得到。以井点测井解释结果为基础，通过插值方法得到储层各处的粘土含量与油层厚度。

通过以上方法，得到G2025 断块内任一处的平均喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度、粘土含量及油层厚度，即可计算出该处的五元综合分类系数，由点及面，形成了G2025 断块五元分类系数图，即甜点筛选图，在储层物性较好的区域完善井网，提高区块开发效果。

4 低渗透油藏改善开发效果技术对策

4.1 合理注采井网论证

注采井网部署形式是否合理，是裂缝性砂岩油田注水开发成败的关键环节，在总结国内外实践经验和理论研究的基础上，提出低渗透裂缝性砂岩油田注水开发井网布署的基本原则是“沿裂缝方向灵活井排距布井”，采用“小井排、大井距”的井网部署。

根据相关公式并结合室内实验研究得到真实启动压力梯度（以F24-27 井为例）为0.063MPa/m，裂缝半长取120m，即可计算出不同启动压差对应的极限井距。

4.2 井型论证

水平井（大斜度井）与直井相比具有接触油层多、泄油面积大的特点，利用水平井（大斜度井）有效开发低渗透油藏是众多专家推荐井型的首选。但研究工区油层发育情况不尽相同，既有单层又有多层、既有薄层又有厚层，为了优选出更加合适的井型，建立不同机理模型分别研究直井、大斜度井及水平井的适应性。

分别建立了不同油层厚度（2m、5m、8m、10m、15m）、不同渗透性（0.1mD、0.5mD、2mD、5mD、10mD、20mD、50mD）的单层油藏模型进行井型优选。在模型中分别布置一口直井、一口大斜度井、一口水平井，定井底流压生产，优选各类型油藏适合井型。针对单层不同厚度油藏对比水平井（大斜度井）和直井开发效果，以增产倍数（水平井累产（大斜度井）/直井累产)作为评价指标，计算得到不同渗透性储层单井增产倍数(水平井/直井)对比图、不同厚度储层单井增产倍数(水平井/直井)对比图、不同渗透性储层单井增产倍数(水平井/大斜度井)对比图，从图中可以看出，渗透率越低、油层厚度越小，水平井的开发优势越明显。而同一厚度不同渗透率时，增产倍数（水平井/大斜度井）略大于1，即水平井的开发效果略好于大斜度井。

表1 F24-27 井储层综合评价

5 结论

5.1 针对典型区块开展储层和渗流特征研究，创新低渗透油藏储层分类评价及储层甜点筛选研究与实践，并在G2025 断块进行成功尝试。

5.2 论证了低渗透油藏合理井网、井距及井型。绘制了在克服启动压力梯度前提下注采压差、裂缝半长与注采井距、排距关系图版。为了提高单井控制面积，水平井（大斜度井）最好与最大主应力方向夹角在60 度～120 度之间；注采方向控制在与裂缝夹角15 度～45 度之间较好。

5.3 注采井距、注采压差和驱替方式是造成低渗透储层动用程度低动用难度大的主要原因。建立合理的驱替方式和注采井网是改变低渗透储层注水困难，有效改善开发效果的关键。